Entrevista a Eduardo Bitran sobre futuro del hidrógeno en Chile
El potencial del 5G para el sector energético
Gas inflexible: generadores esperan cambios en norma
Fácil de instalar y operar para lograr 99% de abatimiento de contaminantes ácidos
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Energía solar térmica: la relevancia de los anticongelantes
17 Columna de opinión
Rodrigo Moreno, académico de la Universidad de Chile e investigador del Instituto Sistemas Complejos de Ingeniería (ISCI)
18 Mujer y Energía
Los desafíos de la pequeña y mediana generación en materia de género
21 Energía
Realidad aumentada: paso a paso en el sector energético
Entrevista central Eduardo Bitran, presidente del Club de Innovación
25 Informe Técnico El potencial de la tecnología 5G para el sector energético
28 Escenario Energético
30 Proyectos 2020 Azabache: primera planta solar que cogenerará con parque eólico
32 Energía
Gas inflexible: Los generadores que esperan una revisión de la norma técnica
34 Mercado Eléctrico
distribución
EDITEC
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Editor general: Pablo Bravo
Consejo Editorial:
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Carlos Barría, jefe de Prospectiva y Análisis Regulatorio del Ministerio de Energía
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Foto: Archivo ELECTRICIDAD.
Mantenimiento de alumbrado público. Foto: Gentileza Empresas Eléctricas A.G.
Pandemia:
oportunidades para la demanda eléctrica
TRAS ESTE PRIMER SEMESTRE de pandemia, nuevos datos sobre la demanda eléctrica en el país han salido a la luz y han entregado un panorama más claro respecto de los futuros escenarios que se vienen para la industria energética nacional y los cambios de prioridades dentro de su quehacer.
Algunos de los principales actores del sector eléctrico local ya han dado a conocer el comportamiento de la demanda en este periodo de cuarentenas, donde los efectos de la menor actividad por el confinamiento están manifestándose con mayor claridad.
El Coordinador Eléctrico Nacional registró una caída promedio de -4,6% entre marzo y julio, lo que fue comentado por el presidente del Consejo Directivo del organismo, Juan Carlos Olmedo, como una de las mayores disminuciones anotadas desde mediados de la década de los noventa del siglo pasado.
Esta tendencia ha sido confirmada con el informe preliminar de la CNE sobre las licitaciones de suministro 2020, donde se concluye la no necesidad de realizar licitaciones para clientes regulados hasta 2025, pues los excedentes de energía superan con creces a los déficits que se presentan en los próximos cinco años, lo que también se relaciona con la menor demanda eléctrica proyectada por el organismo regulador.
La pandemia profundizó esta realidad, iniciada con el estallido social de octubre del año pasado, aunque lo relevante es ver cómo los actores de la industria (autoridades, gremios, empresas y especialistas) pueden encontrar una salida a la actual situación, con los respectivos ajustes que se deben tomar en el corto plazo.
Los efectos de la menor actividad por el confinamiento están manifestándose con mayor claridad, por lo que es necesario encontrar nuevos acuerdos para tratar de salir de la actual situación.
Systep también abordó este tema, anotando una merma de 281 GWh en la demanda entre abril y junio, mientras que la Región Metropolitana sufrió una baja de 10,1%, en el mismo periodo, debido a la cuarentena total que ha afectado a la zona.
Ambos análisis han hecho hincapié en la relación del crecimiento económico y la demanda eléctrica, señalando –en el caso de Systep- una caída del PIB entre 4,5% y 7,5% para este año, para comenzar una recuperación a partir de 2021.
Para Systep, la Ley Larga de Distribución es una oportunidad de encontrar una eventual salida a la situación actual, pues sus análisis advierten una capacidad instalada disponible, con los actuales costos de operación, para sustentar un aumento de la producción, siempre y cuando se encuentren mecanismos para que los bajos costos operacionales sean percibidos por los clientes finales.
Justamente, la relación entre la oferta y la demanda dentro del sistema eléctrico jugará un rol clave para la recuperación post pandemia, por lo que es primordial que sigan abiertos los canales de comunicación entre las autoridades y los actores del sector (y entre ellos mismos también), para avanzar a otro escenario.
REFORMA AL SEGMENTO
Tres ejes
para una nueva distribución
Operadores de redes de distribución en terreno.
Los proyectos de ley del Ministerio de Energía buscan cambiar la cara de este sector de la industria en un proceso que sí o sí integrará nuevas tecnologías, por lo que los especialistas consideran que la futura regulación es fundamental para perfeccionar este mercado y la calidad del servicio.
Eléctricas A.G.
Empresas
PORTABILIDAD ELÉCTRICA, calidad de servicio y generación distribuida son los tres ejes que buscan modernizar el segmento de la distribución en el país, los cuales están incluidos en los proyectos de Ley preparados por el Ministerio de Energía que se tramitarán en el Congreso con el objetivo de avanzar en la modernización de este segmento.
Este plan fue explicado por el ministro de Energía, Juan Carlos Jobet, a los integrantes de la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados, donde precisó que la primera iniciativa, sobre portabilidad, plantea el principio de que “todo usuario tendrá derecho a elegir a su comercializador de energía”.
El segundo proyecto abordará la calidad de servicio, mediante el perfeccionamiento del mercado y la modernización del sector. De acuerdo con lo expuesto por la autoridad en el Congreso, los resultados que se esperan con esta iniciativa son mejorar la seguridad y calidad de servicio a través de inversiones eficientes en la red; compensar adecuadamente a los clientes por las interrupciones de suministro, y entregar una señal de largo plazo de exigencias técnicas, que disminuya el riesgo de inversiones estratégicas para calidad.
Por su parte, el tercer proyecto considera la implementación de nuevos recursos distribución, así como la creación de valor local y la reactivación económica, buscando avanzar en la facilitación y promoción del desarrollo eficiente de generación local y descentralizada; aumentar la actividad económica local, la generación de empleo y el desarrollo de tecnología e innovaciones locales, además de fomentar la entrada de nuevos actores, proveyendo productos y servicios (generación distribuida, almacenamiento y gestión).
A juicio de los especialistas consultados por ELECTRICIDAD esta regulación es clave para completar la modernización del segmento, aunque algunos advierten el complejo escenario que se dará el próximo año con los ajustes que se han realizado en el actual contexto de pandemia,
Foto: Gentileza
como la Ley de Servicios Básicos, que prohíbe el corte del suministro ante el no pago de las cuentas de luz.
Proceso tarifario
Un paso relevante en este escenario es la vigencia de la Ley Corta, que incorporó una serie de novedades en la definición del proceso tarifario del Valor Agregado de Distribución (VAD), cuyo decreto debería estar listo en el segundo semestre del próximo año.
José Venegas, director ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE) indica que la discusión legislativa en torno a la Ley Larga coincide con las novedades del proceso de cálculo del VAD correspondiente al cuadrienio 2020-2024, así como también con el proceso de fijación de precios de servicios no consistentes en suministros de energía, según lo estableció la Ley N°21.194 que rebajó la rentabilidad de las empresas de distribución y perfeccionó el proceso tarifario de distribución eléctrica.
La autoridad sostiene que este proceso considera varios cambios:
• Fijación de una nueva tasa de actualización representativa de los riesgos actuales que enfrentan las empresas.
• Perfeccionamiento de la definición de “áreas típicas” para este proceso, aumentando de 6 a 12 las áreas típicas, lo que permitirá reflejar adecuadamente la diversidad de realidades nacionales y de los clientes de cada empresa de distribución.
• Adjudicación y realización de estudio único de costos, por parte de un consultor independiente, que es supervisado por un Comité integrado por representantes del Ministerio de Energía, la CNE y las empresas, eliminándose así la ponderación de los estudios.
para enfrentar este proceso con máxima eficiencia y excelencia conceptual y técnica. Asimismo, hemos querido priorizar en esta tarificación la participación, estableciendo un proceso abierto a todos los interesados, que ha contado con una etapa de observaciones y luego, discrepancias ante el Panel de Expertos”.
En el sector privado destacan el primer paso dado con esta regulación. Rosa Serrano, ingeniera industrial PUC y estudiante del programa de PhD en “the School of Electrical and Electronic Engineering at the University of Manchester”, sostiene que la Ley Corta “aporta una mayor transparencia al proceso tarifario, da espacio a la participación ciudadana y reduce significativamente el nivel de arbitrariedad en el cálculo del VAD”.
La especialista resalta la inclusión de un mayor número de empresas en este proceso, principalmente cooperativas eléctricas, lo que permitirá “reconocer en forma más adecuada el nivel de costos de estas empresas que abastecen a zonas de ultra-ruralidad”.
La participación también es resaltada por Rodrigo Castillo, director ejecutivo de Empresas Eléctricas
A.G.: “Se crea un registro de participación ciudadana, en el que podrá inscribirse toda persona natural o jurídica que desee participar en el proceso, quienes tendrán acceso a los antecedentes y resultados del estudio de costos. Este primer proceso tarifario lo integrarán las asociaciones de consumidores a que se refiere la ley N° 19.496 y las empresas concesionarias de distribución eléctrica”.
Eso sí, Rosa Serrano advierte lo inadecuado de haber cambiado la tasa de rentabilidad de la industria “en forma aislada del resto de los elementos que conforman el marco regulatorio, como el esquema de reconocimiento de activos, ya que no refleja de manera correcta el riesgo del negocio”.
Venegas asevera que este proceso de tarificación “nos ha obligado a dotar a la institución de los elementos técnicos y profesionales necesarios
Y es que, en su opinión, “la tasa de rentabilidad es una potente herramienta para generar incentivos y establecer políticas públicas como mejoras en la calidad de servicio o para hacer frente a
Foto: ArchivoELE
José Venegas, secretario ejecutivo de la CNE.
Foto: ArchivoELE
Rosa Serrano, ingeniera industrial PUC. Foto: ArchivoELE
Rodrigo Castillo, director ejecutivo de Empresas Eléctricas.
nuevos desafíos. Sin embargo, en esta ocasión la discusión solo se limitó a reducir la rentabilidad, sin analizar en su totalidad los efectos de esta, la cual debe ser establecida armónicamente con el resto del marco regulatorio”.
Humberto Verdejo, director del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Santiago, sostiene que si bien la ley corta “perfeccionó el mecanismo de definición del VAD, dando más claridad y transparencia a la manera en que se remunerarán las empresas de distribución, esta regulación no apunta al corazón del problema, que es determinar cómo la calidad del servicio se puede reflejar de manera concreta en la tarifa, que será el gran desafío de la Ley Larga, donde será clave la figura del comercializador”.
Ley Larga
Los actores del segmento están conscientes de la necesidad de lograr un adecuado complemento entre la Ley Corta y la Ley Larga. Rodrigo Castillo asegura que la industria de distribución “ha manifestado la necesidad de una reforma en profundidad del marco normativo, el cual es insuficiente para dar cumplimiento a las expectativas de los clientes, especialmente a las demandas ciudadanas relacionadas con la calidad de suministro y resiliencia del servicio de distribución”.
Por ello, el representante gremial afirma que la Ley Larga se puede complementar con el proceso tarifario incluyendo consideraciones como:
• La adecuación de los riesgos del modelo regulatorio, de modo que sea consistente con las modificaciones ya introducidas al marco normativo.
• Revisión del esquema de tarificación por empresa modelo.
• Cómo se van a incluir objetivos de política pública en el proceso tarifario, como por ejemplo mejoras de calidad de servicio y de resiliencia.
• Cómo se considera la adaptación al cambio climático y las contingencias naturales graves, cada vez más frecuentes en nuestro país, así como el manejo de vegetación.
• Cómo se va a avanzar en la gradual tarificación empresa por empresa para no tener que depender de una empresa de referencia y de las áreas típicas.
Comercializador
El concepto de portabilidad eléctrica que tiene el primer proyecto de ley anunciado por el Ministerio de Energía, plantea la figura del comercializador. Para Rosa Serrano, este nuevo actor “permitirá mejorar significativamente la atención al cliente, ya que al dejar de ser un cliente cautivo, este será más atractivo tanto para su actual suministrador como para otros posibles suministradores y, por lo tanto, las empresas se esforzarán en entregar mayor satisfacción en cada una de las interacciones que tenga con el
Vista nocturna de Santiago.
Foto:
Gentileza
Empresas
Eléctricas
A.G.
Foto: ArchivoELE
Humberto Verdejo, director del DIE de la Universidad de Santiago.
cliente (denominadas "momentos de verdad").
Como consecuencia de esto, también mejorará sustancialmente la reputación de la industria”.
Adicionalmente, según Humberto Verdejo, para darle cabida al comercializador “necesariamente va a tener que retomarse el tema del medidor inteligente, que se ha vuelto tabú por las implicancias que tuvo el intento de implementación del año pasado”.
“Este tema tendrá que abordarse sí o sí porque el comercializador, y las tarifas flexibles, va a estar ligado directamente a los medidores inteligentes. Sin estos, no tiene sentido el comercializador en la forma en que lo está planteando el gobierno, como una alternativa para bajar los precios de las cuentas de los clientes regulados”, sostiene el académico.
Rosa Serrano coincide con esta lectura. “Se debe ser claros en que la entrada del comercializador no solucionará per sé los problemas de calidad de servicio existente, ni se podrán ofrecer tarifas con precios diferenciados en el tiempo, si no avanzamos en el reemplazo masivo de los medidores actuales por medidores inteligentes”, asevera.
El tema de las expectativas frente a estos cambios también es abordado por la especialista: “Teniendo en consideración el frágil momento reputacional que atraviesa la industria es imprescindible ser claros y cuidadosos en los mensajes que se dan a la ciudadanía, a fin de no generar falsas expectativas. Por ejemplo, respecto de los niveles de precios a los que se podrá acceder, ya que aún queda un largo periodo en que parte importante de la energía contratada proviene de las licitaciones de suministros con niveles de precios ya establecidos”.
Esto es compartido por Humberto Verdejo, por cuanto “el abanico de opciones que se tiene es tan grande respecto a la Ley Larga de Distribución, que va a estar definido principalmente cómo se vea la coyuntura en el corto plazo, porque el próximo año habrá un gran problema con las tarifas, producto de lo que se está dejando de pagar actualmente y que se tendrá que pagar en 12 cuotas, una vez que se termine el Estado
de catástrofe. Entonces, el ojo dentro del sector estará presente más que ahora, producto de la necesidad de bajar las tarifas en el corto plazo”.
Recursos distribuidos
Los ejes de la calidad del servicio y los nuevos recursos distribuidos, por su parte, son destacados por Rodrigo Palma, director del Centro de Energía de la Universidad de Chile, quien sostiene que “con o sin reforma se vienen cambios relevantes para este hijo menor del sector eléctrico y que, conforme pasa el tiempo, será cada vez más protagónico, debido a que las soluciones descentralizadas están tomando mucha fuerza, lo que se relaciona con la baja de precios en tecnologías de generación, particularmente la solar, el almacenamiento, la electromovilidad y la valoración creciente de la sociedad por los sistemas descentralizados, que son auto sostenidos”.
inspección en terreno de subestación.
En esta línea, el académico plantea la necesidad de realizar un trabajo sistemático en medidores
Foto: Gentileza Empresas Eléctricas A.G.
Foto: ArchivoELE
Rodrigo Palma, director del Centro de Energía de la Universidad de Chile.
inteligentes y que se asignen bien los costos, junto con los derechos y deberes, pues esto es algo que se viene sí o sí en los sistemas de distribución modernos”.
Daniel Gutiérrez, socio director de BGS Energy Law, también resalta el proyecto que busca crear nuevos recursos distribuidos, pues sostiene que con ello se incrementarán los niveles de competencia en el segmento.
“Estos son recursos energéticos gestionables que se encuentran conectados en las redes de distribución o en las instalaciones de los usuarios finales, como por ejemplo las fuentes primarias dedicadas a la autogeneración y generación distribuida, el almacenamiento de energía, los vehículos eléctricos y las cargas eléctricas controlables, entre otros”, explica.
Gutiérrez, director de BGS Energy Law.
para un correcto funcionamiento, de acceso a las redes, como también, activando las habitaciones legales necesarias para que opere la libertad de precios y competencia entre los agentes”.
Ante este panorama, el abogado advierte la necesidad de definir quién será el operador de la red en este ámbito, además de ver qué funciones cumplirá.
Conclusiones
• Tres son los proyectos de ley que el Ministerio de Energía enviará al Congreso para la reforma a la distribución: portabilidad, calidad de servicio y nuevos recursos distribuidos.
• La Ley Corta definió un nuevo proceso tarifario en el sector, por lo que sus actores esperan que se pueda complementar adecuadamente con la Ley Larga de distribución.
Y agrega: “Los recursos energéticos distribuidos constituirán un mercado liberalizado y competitivo, debiendo la regulación garantizar las condiciones
• La figura del comercializador es un aspecto clave, según los especialistas, quienes advierten en la necesidad de reflotar el tema de los medidores inteligentes.
Centro de control de redes de distribución.
Foto: ArchivoELE
Daniel
Foto: Gentileza Empresas Eléctricas A.G.
EDUARDO BITRAN Y EL HIDRÓGENO VERDE:
"Requerimos avanzar
hacia el desarrollo de proyectos piloto y de escalamiento”
El presidente del directorio del Club de Innovación repasa con ELECTRICIDAD los puntos más destacados que tuvo el ciclo de conferencias de la Misión Cavendish, donde se discutió sobre los principales aspectos necesarios para el desarrollo de una industria de esta combustible sin emisiones en Chile.
EDUARDO BITRAN se apasiona cuando habla de innovación. Y la posibilidad de que el país avance hacia una industria del hidrógeno, producido en un en un proceso relacionado con energías renovables, es lo que ha tomado su agenda como presidente del Club de Innovación, uno de los principales organizadores de la Misión Cavendish.
Sobre esta última iniciativa el ejecutivo destaca a ELECTRICIDAD los resultados alcanzados en el ciclo de conferencias realizadas, donde se abordaron múltiples aspectos para desarrollar una economía del hidrógeno verde en el territorio nacional.
Evaluación
¿Cuál es la evaluación del Club de Innovación sobre el ciclo de conferencias de Misión Cavendish?
La evaluación es positiva, pues se logró integrar al tema del hidrógeno verde a una multiplicidad de actores que son relevantes si pretendemos desarrollar en Chile una economía del hidrógeno. El Ministerio de Energía inició un proceso de visión, donde el ministro Jobet ha sido un gran impulsor, y además se ha incorporado la
Corfo, dándole continuidad a programas que ya se habían desarrollado a partir de 2017. El primer balance de creación de capital social, que busca establecer lazos de mayor confianza y una visión compartida para este desafío se cumple. En las ocho sesiones que se realizaron, Misión Cavendish convocó a más de 2.500 asistentes, posicionándose como una de las iniciativas con mayor interés y atracción en el tema.
¿Y cómo aprecia el interés del sector privado en este proceso?
El sector privado se ha interesado fuertemente en el hidrógeno verde. Tenemos la participación de prácticamente todas las empresas de energía y gas que están en Chile, además de emprendedores que quieren involucrarse en el tema de la economía del hidrógeno verde, y de la academia que está inmersa en el área de energía renovable y en Investigación y Desarrollo. También participaron la mayoría de las empresas mineras y otros actores que tienen un potencial de uso de este recurso.
¿Qué análisis hace sobre la necesidad de contar con un marco regulatorio?
Cuando empezamos en 2018 estas actividades, algunas empresas europeas nos señalaron que sin un marco regulatorio adecuado, era imposible pretender realizar negocios en Chile en esta materia, porque los riesgos son muy altos. En este ámbito, la regulación es bastante específica a cada caso de uso, por lo que es un desafío mayor y la clave es no empezar a establecer regulaciones en general para cualquier actividad, sino que tener un vínculo bien estrecho con las iniciativas privadas, de tal manera de enfocarse en aquellas áreas que
en Chile van a tener un desarrollo inicial más importante. Todo este diálogo que hubo en las conferencias ayudó a ir avanzando en este foco.
El desarrollo del capital humano también se abordó en las conferencias.
El capital humano cumple un rol fundamental para el desarrollo de una nueva economía del hidrógeno verde, y así lo indican varias empresas. Este desarrollo requiere servicios de mantenimiento y el primer requerimiento es tener técnicos que puedan darlos. Por eso, surgió con claridad la posibilidad de trabajar con distintos centros de formación técnica, en forma bien enfocada, para abordar estos desafíos.
A su juicio, ¿qué otros retos existen?
El desafío es poder integrar tecnología, desarrollar casos de uso que integren la energía solar, haciendo investigación y desarrollo e innovación. No se trata de hacer ciencia básica. Nuestro reto es el pilotaje y para eso necesitamos capital humano dedicado a la investigación aplicada y al desarrollo de la ingeniería.
Minería
¿Cree que el hidrógeno pueda materializarse en una industria nacional, considerando otras tecnologías que lo han intentado, pero que no han podido avanzar?
Necesitamos efectivamente hacer innovación tecnológica y podemos llegar a eso de inmediato, avanzando con iniciativas concretas. Si la investigación y la tecnología están disponibles, lo que se debe hacer de inmediato es ir a pilotear soluciones que integran tecnologías y que puedan ser aplicadas por la industria, ahí es donde Chile tiene su talón de Aquiles. El esfuerzo que hacemos en innovación empresarial es insuficiente y afecta la estrategia del hidrógeno.
¿Por qué?
El desarrollo de casos de uso requiere innovar, integrar tecnologías y pilotear. En el corto plazo la minería aparece como el principal sector tractor inicial de la economía del hidrógeno.
Puede reducir las fallas de coordinación que se generan al crear una nueva industria compleja. En particular, porque la operación está concentrada geográficamente y así reduce el costo de desarrollar la infraestructura habilitante. Adicionalmente, la demanda por minerales bajos en emisiones es
Foto: Gentileza Club de Innovación.
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una tendencia inevitable y existen beneficios de mercado a mediano plazo. Se estima que el impuesto al carbono en Europa podría implicar premios de entre 10 y 20 centavos de dólar por libra de cobre, a aquella oferta baja en emisiones. El hidrógeno es clave para sustituir el uso de diésel y combustibles fósiles en minería, que representa casi el 50% de toda la energía consumida por el sector. Se requiere que la minería se comprometa en una visión a mediano plazo y tome un liderazgo en buscar alianzas para desarrollar innovaciones que desarrollen casos de uso.
Si es así, la industria minera también entraría en un círculo virtuoso, con su objetivo de bajar emisiones en sus procesos. Si la minería innova y empieza a integrar tecnologías para sustituir el diésel, usando hidrógeno verde, se reducirá el problema de fallas de coordinación, por lo que aparece como el espacio más importante para que Chile pueda posicionarse en la economía del hidrógeno y apoyar su desarrollo en Chile.
¿Qué iniciativas seguirá realizando el Club de Innovación en materia de hidrógeno?
Para que esta estrategia sea un proceso en que se vincule a todos los actores relevantes, es necesario que tenga un concepto de descentralización. Las grandes oportunidades están en las regiones, especialmente en el norte con la minería, que en una segunda etapa abrirá la posibilidad de exportación desde Mejillones. Otra área relevante es Magallanes con su energía eólica y con un factor de planta de casi 60%, donde este potencial abre la oportunidad de usarlo para sustituir el gas natural internamente, y a futuro transformar a la región como un gran exportador. En el Club de Innovación estamos planteando llevar la Misión Cavendish a Atacama y Magallanes, como también así al Biobío, con la energía eólica y el potencial que tienen las industrias forestal, química y del plástico. Queremos integrar a todos los actores relevantes y a todos los interesados en la materia. Es un avance que debemos realizar juntos colaborando.
Eduardo Bitran al asumir la presidencia del Club de Innovación.
la relevancia de los anticongelantes Energía solar térmica:
Estas soluciones están reguladas en el reglamento de la Ley que establece franquicias tributarias para la instalación de este tipo de tecnologías.
EL USO DE ANTICONGELANTES en paneles solares térmicos se ha masificado a medida que siguen creciendo los proyectos de este tipo, ya sea a gran escala y en el sector residencial en el sector residencial, el comercio y la industria, siendo un insumo relevante para enfrentar el riesgo de congelación de estos materiales en determinadas zonas climáticas del país.
El anticongelante se utiliza en los paneles termosolares con el objetivo de calentar un fluido que está en recirculación y que pasa por un sistema de
captación. Se usa como un aditivo para el agua que –por lo general- es el fluido que circula al interior del absorbedor que tienen los paneles solares térmicos, además de ser un mecanismo de protección contra heladas, siendo uno de los más utilizados en circuitos indirectos del panel solar, según se indica en el Manual de Diseño de Sistemas Solares Térmicos para la Industria Chilena, que fue una iniciativa del proyecto Appsol, desarrollado entre 2013 y 2015 con apoyo de Corfo.
La aplicación de estas soluciones está regulada por el reglamento de la Ley Nº 20.365, la cual establece la franquicia tributaria respecto a sistemas solares térmicos, particularmente en lo que se refiere a la protección contra heladas, lo que ha cobrado
una mayor importancia en la actualidad, debido al aumento de proyectos de este tipo en el sector agrícola, donde se manifiestan estas condiciones climáticas.
Funciones
Génesis Rojas, encargada del Área Solar de Hecdumed Chile, señala a ELECTRICIDAD que un anticongelante “es una mezcla líquida inhibida de agua más glicol, que desde un punto de vista técnico y para los sistemas solares térmicos según requerimientos del reglamento ley Nº20.365, deben ser soluciones atoxicas y capaces de evitar el congelamiento y expansión frente a las heladas, como también deben evitar la formación de corrosión e incrustación del circuito”.
La especialista también indica que estos productos “deben ser capaces de retener y transportar temperaturas desde los sistemas solares térmicos a los intercambiados de calor, con la menor perdida calórica posible”.
“Con relación a las concentraciones de agua/ glicol y como la misma ley lo exige estas deben ser consideradas con un delta de 5ºC (por debajo) en relación a la temperatura histórica más baja registrada en la zona geográfica, donde se implementarán los Sistemas Solares térmicos”, agrega.
Mantenimiento
Rojas sostiene que, en cuanto al mantenimiento, si la solución o mezcla de anticongelante "ha sido preparada según las exigencias y recomendaciones del reglamento ley Nº20.365, donde se indica que la solución o mezcla no debe ser toxica, debe contener un mínimo de concentración de glicol, que cuenten con un paquete de inhibidores de corrosión y que esta debe estar preparada con agua de buena calidad (blanda, desionizada)”.
La especialista añade que para estas actividades también es relevante “el buen uso en la manipulación y la realización rigurosa de mantenimientos preventivos del circuito primario. Por tanto, si consideramos todo lo anterior, recién ahí se podría decir que una mezcla de anticongelante no necesitará mantenimiento. Y solo se deberá esperar la fecha de cambio de la mezcla, según caducidad informadas por el proveedor del anticongelante y las concentraciones establecidas por la empresa contratista o la empresa instaladora de los equipos solares térmicos”.
Rojas menciona que estas indicaciones están estipuladas en “título tercero” del mismo reglamento ley Nº20.365, que hace mención a la documentación sobre “Información Técnica del Sistema Solar Térmico”, por lo que si se cumplen las exigencias de la normativa, el cambio de la mezcla o solución glicolada debiera realizarse cada dos años”.
Instalación termosolar en sector residencial.
“No obstante, si consideramos que muchas mezclas o soluciones de anticongelante son realizadas in situ y a criterio del usuario final, se presentan variables que pueden ir en perjuicio de las bondades del anticongelante, llegando incluso a ser necesario un cambio total de la mezcla, antes de los dos años”, asevera.
Como conclusión, la ejecutiva sostiene que actualmente la demanda de anticongelantes en el mercado nacional se mantiene en bajos niveles, debido a varios factores. “Si se considera la antigüedad de la ley, junto a la cantidad de empresas de ingeniería, contratistas y constructoras que están implementando el uso de la energía solar a nivel nacional y a las limitaciones debido a la contingencia por el tema Covid-19, podríamos decir que la demanda se mantiene en niveles bajos en relación a lo esperado”.
Por Rodrigo Moreno, académico de la Universidad de Chile e investigador del Instituto Sistemas Complejos de Ingeniería (ISCI)
Visión de futuro: regulación de la distribución eléctrica
LA DISTRIBUCIÓN ESTÁ CAMBIANDO RADICALMENTE debido a la penetración de nuevos recursos distribuidos, la electrificación del transporte, la descarbonización de la matriz, la oportunidad de hacer nuevos negocios y la necesidad por aumentar los niveles de calidad de suministro de las redes eléctricas.
La eficiencia de estos cambios, no obstante, dependerá de la regulación del sector, por lo que se espera que se modernice de forma significativa, contrarrestando las casi cuatro décadas de inmovilidad regulatoria en el segmento.
En este contexto, expuse mi visión de futuro para la distribución en un evento de EBP Chile, coorganizado con Fundación Chile y Empresas Eléctricas A.G., donde enumeré los cinco pilares de mi visión:
exista un mayor nivel de penetración de recursos energéticos distribuidos (DER), incluyendo, por ejemplo, estaciones de carga de vehículos eléctricos.
3. Que los usuarios puedan tener acceso a una comercialización competitiva, permitiendo que pequeños usuarios opten a precios más competitivos, como lo hacen grandes consumidores, fue el motivo original, internacionalmente hablando, para implementar un sector competitivo de comercialización. Así, crear una barrera en el acceso para pequeños consumidores (como se ha planteado en algunas oportunidades) sería un error.
La eficiencia de estos cambios, no obstante, dependerá de la regulación del sector, por lo que se espera que se modernice de forma significativa.
1. Evolucionar hacia un sistema de remuneración más transparente, justo y eficiente, más acorde a los nuevos tiempos. Se propone que este nuevo sistema informe más al consumidor acerca de los costos y rentabilidades reales del negocio, y que entregue las señales adecuadas a los inversionistas para que puedan implementar aquellas decisiones que se alinean con la política pública de la manera más eficiente posible. Esto, debido a que el actual sistema de remuneración por empresa modelo no hace de forma adecuada (ni razonable) ninguna de estas dos tareas.
2. Aplicar un sistema de tarificación más costo reflectivo y con una mayor granularidad espacial y temporal, que dé las señales más adecuadas a los usuarios de red quienes se vuelven más responsivos a las señales de precio. Esto será importante cuando
4. Permitir acceso abierto para DER, quienes además puedan proveer sus servicios en igualdad de condiciones que otros medios energéticos. Se vislumbra que, por ejemplo, la generación conectada en distribución (y otros medios distribuidos) pueda competir en igualdad de condiciones con medios conectados en transmisión, tanto en energía y potencia, como en otros servicios complementarios, lo que se reflejaría, ciertamente, en los precios de distintos servicios eléctricos.
5. Dar acceso oportuno e igualitario a la información para operadores, comercializadores y agregadores, resguardando la privacidad en los casos pertinentes. Esto requerirá la formación de una institución o compañía regulada de datos, la cual, en conjunto con los operadores de redes de distribución (empresa 100% regulada), se distribuyan las distintas tareas reguladas asociadas a la gestión de datos, buscando minimizar la duplicidad de tareas.
Foto: Archivo ELECTRICIDAD.
NUEVOS ESPACIOS
Los desafíos de
la pequeña y mediana generación en materia de género
Profundizar las políticas de integración para disminuir la brecha de género en el sector de la pequeña y mediana generación es la tarea de Patricia Méndez, directora de GPM-A.G., la asociación que agrupa a las empresas de este segmento, lo cual se inscribe dentro de los compromisos de la iniciativa Energía +Mujer, que impulsa el Ministerio de Energía con el sector privado.
La ejecutiva es fiscal de Enorchile y también participa en la segunda Generación del Programa Women in Energy de WEC Chile, que busca aumentar la participación femenina en la industria energética.
Situación actual
A su juicio, la realidad de la participación de la mujer en el sector de la pequeña y mediana generación “no dista mucho de la realidad que se visualiza en el sector energético en general, donde la participación de la mujer está lejos de alcanzar el promedio establecido para los países OCDE. Sin embargo, pareciera ser que la participación de la mujer en los sectores de la pequeña y mediana generación son aún menores que en aquellas empresas con mayor participación en el mercado”. Esto, explica, respondería a dos motivos: “En primer lugar, a los aspectos económicos y financieros de cada empresa; y en segundo término, a que las empresas de mayor tamaño por lo general poseen
Patricia Méndez, directora de GPM-A.G., que reúne a las empresas del sector, señala la importancia que ha tenido la iniciativa Energía +Mujer para aterrizar este tema.
capitales extranjeros, que traen consigo una visión distinta en relación a la incorporación de la mujer en sus empresa. De este modo, pareciera ser que en Chile aún tenemos el sesgo de que contratar mujeres es mucho más costoso que contratar hombres”. “En el sector de la pequeña y mediana generación existe una cultura de género masculinizada, en donde priman los estereotipos y los sesgos basados en diversos criterios, tales como disponibilidad horaria, edad, género, maternidad, entre otros aspectos que tienden a priorizar la elección de un hombre por sobre una mujer”, detalla.
El Plan Público-privado de Energía +Mujer abarca trabajadores de empresas del sector. a cerca de 25 mil
Y agrega: “Si bien hay empresas que se han abierto a contratar mayor número de mujeres, todavía existe un alto número de mujeres que son contratadas principalmente para cargos administrativos, limitando su participación a aquellos cargos de carácter directivos o que impliquen tomas de decisiones, lo que da cuenta de las desigualdades existentes entre hombres y mujeres, que se reflejan en bajas tasas de incorporación de la mujer en el sector, en las brechas salariales existentes, en el bajo número de mujeres en altos cargos y en la pérdida de muchos talentos femeninos que aún no se vinculan con el sector por no haber podido acceder a las oportunidades que este ofrece”.
De todos modos, la representante gremial se muestra optimista frente a los avances logrados. “En el último tiempo se han abierto diversos espacios de trabajo y
conversación, en los que se ha discutido el rol de la mujer en el sector eléctrico y los beneficios de su incorporación en las distintas organizaciones, lo que ha significado un gran paso en la visualización de las brechas existentes y en la adopción de medidas concretas por los diferentes actores de la industria, para abrir nuevas oportunidades de incorporación y mejorar las existentes, así como buscar una equiparación en las condiciones laborales de hombres y mujeres.
Las acciones comprometidas para avanzar en materia de género
llegan a 422, presentadas por 55 adherentes
Patricia Méndez piensa que la regulación en materia de políticas de género no alcanza a prever todas las situaciones de desigualdades, por lo que considera que se requiere “con suma urgencia una educación formal temprana donde se eduque sin discriminación de sexo ni género y en la que se visualicen los beneficios de la incorporación de la mujer en los distintos sectores productivos. De este modo el impulsar políticas, programas y planes que promuevan la equidad de género parece ir en el camino correcto, con el firme propósito de disminuir las distintas brechas existentes y sesgos preconcebidos culturalmente, en miras de lograr iguales oportunidades entre hombres y mujeres”. “También es necesario establecer otras medidas que permitan emparejar las oportunidades entre hombres y mujeres, tales como el postnatal parental universal, las postulaciones sin identificación de nombre o RUT, y sala cuna de carácter universal, ya que actualmente como está concebida la legislación es perjudicial para las mujeres”, precisa.
Dentro de las líneas de acción sectorial, la ejecutiva sostiene que “como asociación gremial nuestro compromiso se ha visto reflejado en fomentar y promover la participación femenina en la industria energética del país, dando a conocer a nuestros asociados las brechas existentes entre hombres y mujeres, y los beneficios de incorporar mujeres en sus instituciones, mostrándoles casos de éxito en el sector y acompañándolos en el proceso hacia una política de equidad de género”.
HIDRÓGENO VERDE: PREPARÁN ESTUDIO
PARA IDENTIFICAR ASPECTOS AMBIENTALES, SECTORIALES Y TERRITORIALES
SERVIRÁ COMO ORIENTACIÓN PARA LOS DESARROLLADORES, INVERSIONISTAS Y SERVICIOS PÚBLICOS EN LA TRAMITACIÓN DE PROYECTOS, IDENTIFICANDO LOS IMPACTOS AMBIENTALES QUE ESTOS PUEDAN PRODUCIR, DE MANERA DE PROMOVER SU DESARROLLO SUSTENTABLE.
Debido al gran potencial de energías renovables con las que cuenta Chile se espera que en el mediano plazo se desarrolle una industria del hidrógeno verde, que permita reemplazar de forma costo-efectiva los combustibles fósiles en múltiples aplicaciones, tanto energéticas como químicas.
De esta forma, su uso extendido puede reducir significativamente las emisiones atmosféricas locales y globales, beneficiando la salud de las personas, reduciendo el impacto ambiental de diversas actividades, potenciando el crecimiento económico del país, y aportando para lograr la carbono neutralidad del país a 2050.
Para alcanzar esto el Ministerio de Energía se encuentra liderando la elaboración de una Estrategia Nacional de Hidrógeno, en un trabajo en conjunto con múltiples actores públicos y privados.
Uno de los ejes de acción de esta estrategia se enfoca en los aspectos ambientales de los proyectos que produzcan y/o utilicen hidrógeno verde, pues su desarrollo debe ser en armonía con el medioambiente y las personas.
ESTUDIO SOBRE ASPECTOS
AMBIENTALES
Como una forma de apoyar este eje de la Estrategia Nacional de Hidrógeno la cooperación alemana en Chile, GIZ, en el marco de su proyecto “Descarbonización del Sector Energía en Chile” del Programa de Energías Renovables y Eficiencia Energética se encuentra realizando junto al Ministerio de Energía un estudio para identificar los aspectos ambientales, sectoriales y territoriales para el desarrollo de proyectos de hidrógeno verde en toda su cadena de valor.
“Con esto buscamos dar una orientación para los desarrolladores, inversionistas y servicios públicos en
la tramitación ambiental y sectorial de proyectos de hidrógeno y en el manejo de sus desafíos ambientales, identificando prematuramente los impactos ambientales que se podrían producir”, explica Rodrigo Vásquez, asesor senior de GIZ.
Además, sostiene que “se pretende hacer un levantamiento de información sobre posibles y eventuales impactos de carácter ambiental, en la implementación de proyectos futuros de hidrógeno verde, que contemplen durante su ejecución cualquier etapa de la cadena de valor: generación, almacenamiento, acondicionamiento, transporte y consumo de hidrógeno verde”.
Se espera que los primeros resultados del estudio estén a finales de octubre, los cuales serán incorporados en la discusión del desarrollo del hidrogeno, sumándose a los aspectos normativos, regulatorios y de financiamiento de proyectos, entre otros.
Personal de Colbún durante la comunicación remota con especialista de Brasil, quien desde ese país conoció las instalaciones de la central hidroeléctrica Carena, mediante el uso de lentes inteligentes con Realidad Aumentada.
TECNOLOGÍAS DE REMOTIZACIÓN
Realidad aumentada:
paso a paso en el sector energético
La industria eléctrica comienza a usar estas aplicaciones en actividades de operación y mantenimiento, lo que ha sido clave para enfrentar la menor movilidad provocada por la pandemia del Covid-19, tanto en generación como en transmisión.
EN PLENO DESARROLLO y crecimiento se encuentra la tecnología de la Realidad Aumentada (RA) en el sector energético local, especialmente para las actividades de operación y mantenimiento en la industria eléctrica, tanto en generación como en transmisión, lo que ha sido clave para enfrentar el actual contexto de restricciones impuesto por la pandemia de Covid-19. Y es que dos actores conocidos del sector, como Colbún (generación) y Transelec (transmisión) han aprovechado esta coyuntura para utilizar las
aplicaciones de esta tecnología en el quehacer de sus instalaciones.
Qué es
Christian Pieringer, investigador de Inteligencia Artificial de la Startup Suncast, explica a ELECTRICIDAD que la Realidad Aumentada es una tecnología “que permite adicionar propiedades al mundo real a través objetos virtuales o, dicho de otro modo, permitir combinar objetos reales y virtuales en un mismo campo visual, por lo que es necesario que un dispositivo pueda capturar el mundo principalmente a través de una cámara, pero también de otros sensores, y que tenga la capacidad de procesamiento suficiente para superponer los objetos virtuales en la imagen en tiempo real”.
El especialista que existen múltiples aplicaciones para el sector energético, como la identificación de
CONFERENCIA ONLINE
MARTES 17 DE NOVIEMBRE
Queremos ratificar nuestro compromiso con el sector energético entregándoles este gran espacio de aprendizaje y negociación que hemos desarrollado a través de los años. Por ello, les comunicamos que nos encontramos trabajando para poder realizar la conferencia de la manera más segura posible. Queremos agradecer a todas las empresas, entidades, instituciones y proveedores por la comprensión y tolerancia entregada en estos tiempos de cambios e incertidumbre.
EJES TEMÁTICOS:
• IMPACTO DE LA PANDEMIA EN LA DEMANDA ELÉCTRICA: Ajustes y perspectivas en el mercado eléctrico.
• ANÁLISIS del proyecto de ley larga de distribución
• PRINCIPALES PROYECTOS del sector para la recuperación post pandemia.
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componentes específicos dentro de instalaciones y máquinas, junto a la minimización de riesgos en el ámbito de seguridad, la capacitación y visualización interactiva de información.
La contribución de la AR impacta directamente en la digitalización de las tareas de mantenimiento, además de reducir los riesgos que involucra, mejorar la comunicación de los equipos de trabajo y en parte a acelerar la transferencia de conocimiento. Por ejemplo, es posible usar el resultado de algún algoritmo de visión por computador para detectar fallas en algún componente y entregar esa información al usuario en tiempo real. Podemos visualizar planos de tuberías o redes eléctricas sobrepuestas a la infraestructura real, además de visualizar variables del Scada sobre los equipos evitando volver a la sala de control para verificarlas”, agrega Pieringer.
Para César Berardini, gerente de Innovación del Grupo Datco, la asistencia remota y las guías paso a paso “son las aplicaciones de mayor uso en el ámbito de energía eléctrica: La tecnología de realidad aumentada nos permite, por ejemplo, que nos acerquemos a un equipo y delante nuestro se nos
presente un panel con métricas provenientes en tiempo real de ese equipo, como una temperatura, una vibración o un valor de corriente o tensión. Esta tecnología reduce tiempos y deja las manos libres al trabajador, haciendo más fácil su desempeño”.
Experiencias
Colbún es una de las empresas que han recurrido a la Realidad Aumentada en la modernización de dos unidades generadoras de la central hidroeléctrica Carena, ubicada en Curacaví, en la Región Metropolitana, donde se usaron Lentes Inteligentes que permitieron la comunicación del personal en terreno de la generadora con un especialista desde Brasil, quien visualizó las instalaciones en forma remota para dar las instrucciones.
“Colbún viene desarrollando ya hace un par de años un plan de Transformación Digital en sus distintas unidades de negocios. El uso de distintas herramientas digitales está en esa dirección, representan un cambio de paradigma del cómo hacer las cosas, siendo ésta la primera vez que se realiza una Puesta en Servicio de manera remota”, señala Italo Cuneo, gerente de Ingeniería de la generadora.
Además, los Lentes Inteligentes se han ocupado en otras aplicaciones dentro de la compañía, como es la inspección del estado de los torres de líneas de transmisión.
En este segmento, Transelec también ha utilizado la Realidad Aumentada. Según Alejandro Rehbein, gerente de Innovación y Transformación Digital de la empresa transmisora, el uso de esta tecnología en la actual coyuntura de la crisis sanitaria fue primordial, precisando que en la primera fase de implementación de esta tecnología “ya cuenta con doce Smart Glasses distribuidos en terreno para apoyar faenas en las cuatro macrozonas donde operamos”.
“Esta tecnología permite que actividades de soporte técnico, de entrenamiento en campo y muchas otras de operación y mantenimiento estén a un clic de distancia entre colaboradores y expertos. Es más, la propia capacitación y configuración del sistema fue hecha de manera remota con participación de todas las zonas, dado el impedimento de reunirse”, concluye el ejecutivo.
Uso de lentes inteligentes con Realidad Aumentada en la central Nehuenco.
Foto: Gentileza Colbún.
DIGITALIZACIÓN
El potencial de la
tecnología 5G para el sector energético
La mayor cantidad y velocidad en la transmisión de datos es el principal aspecto que destacan los especialistas, para profundizar el desarrollo de las redes inteligentes, la electromovilidad y el control de la infraestructura en la industria eléctrica.
LA CONSOLIDACIÓN en el desarrollo de redes inteligentes, así como la electromovilidad y la medición de los consumos eléctricos es el principal impacto que traería la implementación de la tecnología 5G en la industria eléctrica nacional, de acuerdo con el diagnóstico entregado a ELECTRICIDAD desde el punto de vista gremial y empresarial.
Según el análisis de estos actores, esta tecnología también supone un impulso a la digitalización en
Foto: Archivo ELECTRICIDAD.
Los sistemas digitales de monitoreo y control serán uno de los que se beneficiarán con la mayor transmisión de datos que trae consigo la tecnología 5G.
el sector eléctrico, especialmente en actividades de monitoreo, control y mantenimiento de la infraestructura en centrales de generación, subestaciones, líneas de transmisión y en redes de distribución.
Actualmente el proceso para iniciar la incorporación de esta tecnología en el país contempla la adjudicación de las bandas de espectro para el 20 de octubre, luego de que en el Diario Oficial se publicara el llamado a las compañías interesadas en presentar ofertas por cuatro bandas: 700MHz, AWS (1,7/2,1GHz), 3,5GHz y 28GHz.
Este proceso contempla un periodo de consulta pública hasta el 7 de septiembre, para publicar a fines de ese mes las respuestas de la Subsecretaría de Telecomunicaciones (Subtel), aclarando el significado o alcance de los términos de la licitación.
Impactos
Según la Subtel, la incorporación de la tecnología 5G “permite obtener una mayor velocidad y capacidad de transmisión en movilidad, realizar comunicaciones en tiempo real, una alta densidad de dispositivos conectados, virtualización de in fraestructura de red y recursos de computación en red”.
Entre las principales funcionalidades del 5G, el organismo regulador destaca “la gama de servicios y aplicaciones como son los relacionados con la energía, el transporte, la seguridad, y lo relacionado con Internet de las Cosas, ya sean para uso empresarial o ciudadano y el crecimiento de los servicios de big data”.
Para Víctor Grimblatt, presidente de la Asociación de la Industria Eléctrica-Electrónica (AIE), esta tecnología posee características que se adecúan perfectamente con el quehacer de la industria energética.
“La 5G una base de datos muy amplia que permite transmitir más información, de 10 GB por segundo; tiene disponibilidad más alta, mayor cobertura; menor latencia que es relevante porque tiene un menor tiempo de transmisión; una banda ancha más rápida por unidad de área; reduce el consumo
de energía en la red; puede conectar más dispositivos por unidad de área y tiene una mayor duración de la batería en los dispositivos de baja potencia, sobretodo en Internet de las Cosas”, sostiene.
Y añade: “Esto supone una serie de desafíos no menores para que sea usada a futuro en la industria eléctrica y electrónica, debido a que supone una inversión en infraestructura relevante, con antenas especialmente, por lo que hay que preguntarse qué tan rápido se instalará esta tecnología en Chile, considerando que existen zonas donde todavía no existe el 4G y otros en que no ha llegado ni siquiera el 3G”.
Bajo este diagnóstico, el dirigente gremial señala que las zonas urbanas serían las primeras en beneficiarse con la tecnología 5G, “lo que permitirá desarrollar mucho más lo que son las ciudades inteligentes, la electromovilidad y en los medidores inteligentes. Pero en zonas más alejadas de los centros urbanos, hay que preguntarse si se instalarán antenas de este tipo”.
Es así como Víctor Grimblatt asegura que se requiere una regulación que incentive la instalación de infraestructura en zonas alejadas, para que no se pierdan los datos en sectores estratégicos como el transporte, la minería y la energía.
Esto es compartido por Diego Alarcón, gerente de Ingeniería y Proyectos de ELPA, quien sostiene la relevancia de la 5G para “avanzar sin precedente en la conexión de Internet de la Cosas, cubriendo varios aspectos en el mundo eléctrico, desde el punto de vista de la sensorización, donde se podrán implementar medidores inteligentes, conexiones múltiples y obtener información en tiempo real, además de dar asistencia remota".
A su juicio, con estas aplicaciones se “podría tener acceso remoto al control de centrales de generación y líneas de transmisión, con una conectividad instantánea”.
“También es un impulso al desarrollo de redes inteligentes y al desarrollo de la electromovilidad, debido a la mayor cantidad de datos y a la velocidad de transmisión. Hoy día no podemos conducir un vehículo inteligente por la actual latencia y la
Foto: ArchivoELE
Víctor Grimblatt, presidente de la AIE
Foto: GentilezaD
Diego Alarcón, gerente de Ingeniería y Proyectos de ELPA.
congestión que existe en la red, pero con la 5G se podrá informar de manera más precisa al usuario”, asevera el ejecutivo.
Otra aplicación que se podría usar sería el tra bajo de mantenimiento en instalaciones remotas como subestaciones, “que pueden ser controladas de forma digital, en que se masificará el control remoto, con una mayor eficiencia”.
Por su parte, Francisco Herrera, Service manager de ABB en Chile, indica que la tecnología en la industria de la energía “podría utilizarse para el manejo de protecciones por la rapidez de su comunicación o para tener el estatus de operaciones remotas sin la necesidad de tener cables de comunicación”.
sidad a circunstancias, emergencias y condiciones climática”.
Retos
Los especialistas coinciden en que la forma en que se implementará la infraestructura es uno de los primeros desafíos que tendrá esta tecnología en el país. Según Francisco Herrera, se requerirá “la implementación de nuevas antenas con mayor densidad de estas instalaciones”.
Esto, de acuerdo con Víctor Grimblatt, podría complejizarse ante las críticas que ha recibido este aspecto del 5G por parte de organizaciones civiles en otros países.
El presidente de la AIE también plantea que otro desafío es el uso de la red, “especialmente en las
En un análisis realizado por la Fundación Ciluz también se resalta el potencial de esta tecnología en el sector eléctrico: “Gracias a su gran capacidad de transferir datos y su velocidad 100 veces mayor al 4G, en el sector eléctrico será posible vender los excedentes de la generación propia de energías no convencionales al sistema mediante la tecnología 5G. Además, permitirá agilizar la detección de fallas y reparaciones con información en tiempo real”.
Además se plantea la contribución que se podría realizar en la luminaria pública, “pues podrá transportar datos que permitan ajustar la lumino-
otra área que se impulsará con mayor fuerza con el 5G.
empresas que usan Internet de la Cosas, que deben tener dispositivos para comunicarse con esta tecnología, por lo que se requerirá que estos dispositivos estén preparados para poder comunicarse con 5G”.
Por su lado, Diego Alarcón indica que además es imperativo ver “cómo se resolverán comercialmente los espectros de comunicación, especialmente en quiénes serán los adjudicados, además de entender de manera precisa cómo se implementará, pues cobra relevancia para múltiples sectores productivos, considerando que son inversiones de envergadura”.
La automatización será
Foto: GentilezaAB
Francisco Herrera, Service manager de ABB en Chile.
COORDINADOR ELÉCTRICO: RETIRO DE BOCAMINA I Y II NO TIENE IMPACTO EN SEGURIDAD DEL SISTEMA
El retiro de las centrales a carbón Bocamina I, previsto para fines de este año, y de Bocamina II (desde junio de 2022), no provocaría déficit de suministro en la zona, de acuerdo con las estimaciones realizadas en dos análisis del Coordinador Eléctrico Nacional, sobre la seguridad operacional del sistema a causa de la salida de estas instalaciones, dentro del cronograma de descarbonización que impulsa el gobierno y el sector privado.
En ambos estudios, el organismo contempla la operación del proyecto Mapa, que moderniza y amplía la planta forestal Arauco, donde se considera inyectar excedentes de 166 MW al Sistema Eléctrico Nacional, y su incidencia en la operación dentro de la Región del Biobío.
En las conclusiones del análisis para Bocamina I, el Coordinador indica que se consideraron tres escenarios representativos de la demanda máxima estival para la zona de Concepción, correspondientes al final del presente año y a los 24 meses siguientes, con la presencia del proyecto Mapa con su mayor monto de retiro proyectado (90 MW) a partir de 2021.
“A partir del año 2021, estando el proyecto Mapa en servicio, en general tampoco se presentan problemas de sobrecarga. En la situación puntual, de indisponibilidad de la central Bocamina II para ser despachada, coincidente con altas demandas locales, altas temperaturas y ausencia de generación interna del proyecto Mapa por falla en ambos turbogeneradores, se podría comprometer el criterio N-1 para la Zona Concepción por falta de capacidad de transmisión en la línea 1×220 kV Charrúa – Hualpén, ante contingencias en las líneas 1×220 kV Charrúa – Concepción y 1×220 kV Charrúa – Lagunillas, siendo esta última la más severa”, señala el estudio.
De este modo, el documento concluye que el retiro de Bocamina I “no provoca afectación negativa en la seguridad de servicio. En lo que respecta al abastecimiento del sistema, el retiro de la central Bocamina I a partir del 1 de enero de 2021 no provoca déficit de suministro durante el horizonte de estudio”, pese a un escenario de hidrología seca.
En cuanto al retiro de Bocamina II, a partir de junio de 2022, el análisis
del Coordinador Eléctrico señala que partir de junio de 2022, tampoco provoca un déficit en el suministro de energía.
Desde el punto de vista de seguridad, considerando la actual condición de operación con criterio N-1 de la Zona de Concepción, a partir de 2021, con el escenario del proyecto Mapa en servicio y en condición normal de operación, “coincidente con altos consumos locales y alta temperatura ambiente, se visualizan necesidades de excedentes mínimos de Mapa, debido a la limitación impuesta por la capacidad de los conductores de la línea 1×220 kV Charrúa – Hualpén”.
“Así, en la medida que no se materialicen obras nuevas o de ampliación para resolver la limitación impuesta por los conductores de la línea 1×220 kV Charrúa – Hualpén, la operación segura de la Zona de Concepción podría requerir limitar los consumos de Mapa desde el SEN (Sistema Eléctrico Nacional), junto con el despacho de generación local o instruir otras maniobras operacionales que eviten la propagación de fallas de severidad 4, 5 y 9, como la radialización de cargas o aperturas cruzadas de algunas líneas de transmisión”, indica el estudio.
Y agrega: “Para el período 2020-2025, se identifica que la zona requiere de la implementación de proyectos de transmisión estructurales, para mantener la condición N-1. En este caso se evalúan dos alternativas para la zona, el tendido del 2° circuito de la línea 1×220 kV Charrúa –Lagunillas y la construcción de la nueva S/E seccionadora de las líneas 2×220 KV Lagunillas – Mapa y 2×220 KV Charrúa – Santa María. La evaluación técnica demuestra que ambas alternativas resuelven, de manera independiente, los riesgos y problemas identificados, tanto en condiciones normales como cuando el proyecto Mapa se encuentre efectuando retiros a su nivel de consumo máximo. Estas alternativas fueron presentadas a esa Comisión con motivo de informe de complemento a la propuesta de expansión de la transmisión 2020”.
“Finalmente, en el largo plazo, con el objetivo de mantener el criterio N-1 es necesario el desarrollo de los proyectos de transmisión estructurales mencionados previamente”, concluye el análisis.
Foto: Gentileza Enel Generación Chile.
TRANSMISIÓN:
33 OBRAS ESTÁN EN CONSTRUCCIÓN CON UNA INVERSIÓN TOTAL DE US$796 MILLONES
Una inversión total de US$796 millones, al primer semestre, registró el Ministerio de Energía en obras de transmisión, con 33 proyectos, de los cuales US$496 millones corresponden a líneas (62%) y US$300 millones son para subestaciones eléctricas (38%).
Según los datos de la Unidad de Acompañamiento de Proyectos, estas obras implican la incorporación de 708 kilómetros de longitud al actual sistema de transmisión, que cuenta con 42.781 kilómetros de redes.
“Respecto de las inversiones, las más significativas se ejecutan en las regiones de Los Lagos y Metropolitana-O’Higgins”, informó el Ministerio.
Es así como entre las principales obras anotadas se destacan la línea
Lo Aguirre-Alto Melipilla-Rapel, que desarrolla Eletrans, de 220 kV, que cruzará cinco comunas de las regiones Metropolitana y de O’Higgins, con
una longitud de 182 kilómetros y una inversión de US$129 millones.
Otra iniciativa es la línea de transmisión y subestación Pichirropulli-Tineo, que ejecuta Transelec en la Región de Los Ríos y Los Lagos, de 500 kV, con 142 kilómetros de longitud y una inversión de US$138 millones, cuya fecha estimada de operación está prevista para julio del próximo año.
Además se registran las obras de la línea Los Cóndores-Ancoa, que realiza Enel, para la conexión del proyecto hidroeléctrico Los Cóndores, en la Región del Maule, de 220 kV, que contempla 87 kilómetros de longitud y una inversión de 60 millones.
También está el proyecto de la línea Chiloé-Gamboa, de Saesa, en las comunas de Chiloé, Castro y Dalcahue, de 220 kV, con una extensión de 45 kilómetros y una inversión de US$44 millones.
CENTRALES MINI HIDRO
SE ACERCAN A LOS 600 MW DE CAPACIDAD INSTALADA EN OPERACIONES
Un total de 584 MW en operaciones registra la capacidad instalada de las pequeñas y medianas centrales hidroeléctricas en la matriz energética nacional, sector que se apresta a superar los 600 MW, puesto que en construcción se encuentran 77 MW, mientras que en periodo de pruebas existe 1 MW, según los datos del Reporte ERNC de la Comisión Nacional de Energía (CNE).
Las iniciativas del sector, que agrupa a las centrales de hasta 20 MW de potencia, apuestan también a la materialización de los proyectos que cuentan con su Resolución de Calificación Ambiental (RCA) aprobada, pues totalizan 779 MW, mientras que en calificación están otros 8 MW.
Según los datos de la CNE, la capacidad instalada de las mini hidro representa el 12% de las tecnologías ERNC presentes en el sistema eléctrico.
El incremento de la demanda en las redes por parte de vehículos eléctricos contempla para este año 17,6 GWh, en una tendencia que seguirá al alza en los próximos 20 años, llegando a 1.885 GWh en 2040, de acuerdo con las proyecciones de la Comisión Nacional de Energía (CNE), elaboradas en base a los datos del Ministerio de Energía y que se incluyen en el Informe Preliminar de Licitaciones de Suministro 2020.
En el documento se incorporó la variable de la electromovilidad como un factor de la demanda eléctrica que irá tomando fuerza a futuro. Tanto así, que de 2020 a 2021, se pasará
de 17,6 a 30,4 GWh anuales, mientras que a 2030 la cifra se empinará a 384,5 GWh, producto de la incorporación de vehículos eléctricos. Las estimaciones de este aumento, según el informe, “incluyeron únicamente los consumos asociados a autos y taxis, dejando buses y trenes como consumos asociados a régimen de tarifas libres”.
Las proyecciones muestran que, a partir de 2036, la demanda eléctrica por movilidad superará los 1.000 GWh anuales: 1.065 (2036); 1.247 (2037); 1.431 (2038), y 1.636 (2039), para llegar a 1.885 en 2040.
Foto:
Archivo ELECTRICIDAD
Azabache: primera planta solar que cogenerará con parque eólico
EN LOS PRIMEROS MESES del próximo año se prevé la entrada en operaciones del parque solar fotovoltaico Azabache, que construye Enel Green Power Chile a diez kilómetros de distancia de Calama, en la Región de Antofagasta, donde contempla una capacidad instalada de 60,9 MW, con una inversión de US$49 millones.
El proyecto pretende inyectar un promedio de 184 GWh anuales al Sistema Eléctrico Nacional, evitando la emisión de 136.300 toneladas de dióxido de carbono (CO2), mediante la operación de una planta solar de 154.170 paneles fotovoltaicos bifaciales con una potencia de 395 Wp cada uno, los cuales tienen una mayor eficiencia para captar la radiación solar, ya que pueden aprovechar la radiación reflejada del suelo con posibilidades de producir hasta
El proyecto, de 60,9 MW, inició su construcción en mayo, esperando entrar a plena operación en 2021, siendo el primer complejo industrial híbrido de tecnología renovable variable que inyectará energía al sistema eléctrico local.
un 20% más respecto a los paneles monofaciales. Una de las principales novedades de esta central es que formará parte de la primera planta industrial híbrida de energía renovable en el país, pues operará conjuntamente con el parque eólico Valle de los Vientos, de 90 MW de capacidad instalada, que también pertenece a Enel Green Power Chile.
Esta innovación supone instalar los paneles solares
Foto: Gentileza EGP.
DE ENEL GREEN POWER CHILE
Construcción del parque solar.
bifaciales de última generación en el área disponible entre los aerogeneradores y tiene diversos beneficios que, en conjunto, potencian la generación eólica y fotovoltaica. Al aprovechar instalaciones comunes, como por ejemplo el mismo terreno, los mismos caminos y la misma conexión de transmisión, permite reducir los impactos ambientales sobre el territorio. "Tener una planta que combina tecnologías de generación fotovoltaica y eólica, responde a la posibilidad de poder operar y generar energía eléctrica de manera continua, tanto día como también de noche. En definitiva, este tipo de desarrollos son más eficientes y de menor impacto".
Azabache se conectará al Sistema Eléctrico Nacional en la nueva subestación Chiu-Chiu mediante la construcción de un paño de 110 kV y la incorporación de un transformador 33/110 kV. La subestación ChiuChiu que es desarrollada por terceros, se conectará a la subestación Calama por medio de una línea de transmisión de 110 kV que comparte infraestructura con la actual línea VDLV-Calama.
Las obras de construcción y montaje las realiza CJR Renewables, incluyendo obras civiles, como movimientos de tierra, fundaciones, caminos internos, trincheras de MT y BT y obras electromecánicas, como montaje de módulos fotovoltaicos, cableado, pruebas y puesta en servicio.
La firma también realiza los trabajos de EPC dentro de su alcance, que incluirá obras civiles como movimientos de tierra y fundaciones, edificios de O&M y obras eléctricas como equipos de HV, interruptores de Media Tensión y SPCC, servicios auxiliares, pruebas y puesta en servicio.
“Seguimos adelante con el desarrollo y construcción de proyectos renovables a pesar de la difícil situación actual porque estamos firmemente comprometidos con nuestro plan de descarbonización en beneficio de todo el sistema energético”, señaló James Lee Stancampiano, gerente general de Enel Green Power Chile.
“Con este objetivo, es importante que los procesos de autorización sean cada vez más ágiles para permitir que otros proyectos renovables sigan adelante, contribuyendo aún más al crecimiento sostenible y económico del país”, agregó el ejecutivo.
Este proyecto forma parte del plan de inversiones de la empresa, el cual se incorporará a la cartera diversificada instalada en el Sistema Eléctrico Nacional, que comprende energía eólica (564 MW), solar (492 MW), hidroeléctrica (92 MW) y geotérmica (41 MW).
Paralelamente la firma se encuentra realizando el parque fotovoltaico Campos del Sol, de 382 MW de potencia instalada, además de la ampliación de la central geotérmica Cerro Pabellón. Ambas iniciativas también están emplazadas en la Región de Antofagasta.
Pandemia
El proyecto comenzó a construirse en el contexto de la actual emergencia producto de Covid-19, por lo que se han implementado rigurosos protocolos de funcionamiento para mitigar los efectos de la pandemia, manteniendo la seguridad de los trabajadores.
En esta línea, principalmente se han tomado las siguientes medidas:
• Entrenamiento para la gestión de la contingencia, capacitación y divulgación de las medidas de autocuidado personal y comportamiento seguro para evitar contagios.
• Tomas de temperatura de los colaboradores al salir de sus casas y al ingreso de la obra.
• Gestión de traslados de nuestros colaboradores, aplicando el distanciamiento social pertinente.
• Uso obligatorio de mascarillas y gafas (EPP).
• Aplicación de turnos de trabajo, que permiten la adecuada segregación con la intención de mantener el distanciamiento social y la trazabilidad de circulación de las personas en el desarrollo de sus funciones.
Ficha técnica
• Nombre: Parque solar fotovoltaico Azabache.
• Ubicación: Comuna de Calama, Región de Antofagasta.
• Capacidad instalada: 60,9 MW
• Inversión: US$ 49 millones.
OPERACIÓN
Gas inflexible:
Los generadores que esperan una revisión de la norma técnica
Las asociaciones gremiales que representan a los desarrolladores renovables (Acera) y a la pequeña y mediana generación (GPM) señalan la necesidad de que los costos que produce este despacho no sean socializados en el sistema eléctrico.
LA NECESIDAD DE MODIFICAR la Norma Técnica de GNL, particularmente con la condición del gas inflexible, es un planteamiento que toma fuerza en algunas asociaciones gremiales vinculadas a la generación ERNC y a los pequeños y medianos generadores, frente al impacto que aprecian estos actores en los costos que se generan en sus respectivos sectores.
Según la normativa, el gas inflexible, se aplica en el mercado local cuando existe el riesgo de que una nave que forma parte del ADP, no puede descargar el volumen que ha sido comprado por un generador, por falta de capacidad de
almacenamiento en la terminal de regasificacion, por lo que se produce una declaración por parte de las centrales termoeléctricas a gas natural para despachar forzosamente esta energía al sistema.
Distorsión
Ana Lía Rojas, socia fundadora de EnerConnex, señala a este medio que “este despacho forzado permite colocar en el mercado volúmenes que no son competitivos en términos de costo variable”, precisando que actualmente la mayor capacidad de generación renovable y los bajos precios del carbón “han redundado en más y más declaraciones de gas inflexible y por volúmenes cada vez mayores, por lo que comienza a haber una señal distorsionada de costo marginal en el mercado eléctrico mayorista”.
“Las consecuencias inmediatas de una operación con gas inflexible que no reconoce el costo real de un suministro con gas natural, cuando éste si tiene
Central Atacama, ubicada en la comuna de Mejillones.
Foto: Archivo ELECTRICIDAD
Foto: ArchivoELEC
Ana Lía Rojas, socia fundadora de EnerConnex.
un costo alternativo, limita las posibilidades de otorgar flexibilidad al sistema e incluso de crear un mercado secundario donde el gas provea esos servicios de flexibilidad. Además al rebajar artificialmente el costo marginal del sistema, se distorsiona una señal de inversión y limita la entrada de nuevos potenciales actores”, afirma la economista.
Gremios
En el gremio de los pequeños y medianos generadores (GPM-A.G.) también siguen este tema. Su director ejecutivo, Danilo Zurita, señala a ELECTRICIDAD que “las declaraciones de GNL inflexible no están cumpliendo con el supuesto de excepcionalidad bajo la cual se reguló esta situación, sino que todo lo contrario: las declaraciones de GNL inflexible hoy en día son una situación normal”.
“Por dar un par de ejemplos, en 2019 se generaron 8,8 TWh con centrales despachadas con GNL en el sistema, de los cuales 5,3 TWh (el 60%) fue gas declarado en modalidad inflexible. Para 2020 la situación es similar, donde hasta mayo se generaron 3,7 TWh con GNL, de los cuales 1,9 TWh corresponde a gas declarado inflexible (51%)”, sostiene.
Zurita asevera que el impacto de corto plazo que se produce en el sector es la baja de los costos marginales, “lo que distorsiona el verdadero costo de suministro de este. Esto implica que aquellos agentes que, por la característica de su insumo primario (no gestionable), entregan una parte importante de su generación de energía eléctrica en el mercado spot, vean afectados de manera importante sus ingresos por energía”.
En el mediano y largo plazo advierte eventuales problemas en materia de competencia, pues “mantener la facultad de declarar GNL inflexible, de la forma como es posible hacerlo hoy, podría abrir la opción de usar dicha opción en favor de ciertas empresas como herramienta de precios predatorios, con la consecuente disminución de los niveles de competencia que tiene el mercado eléctrico en la actualidad”.
Para Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación
Chilena de Energías Renovables (Acera A.G.), es necesario perfeccionar la normativa, de manera que “el marco legal internalice debidamente los costos de la operación de ese combustible y que asigne esos costos eficientemente, para que todas las tecnologías protagonistas de la transición puedan desarrollarse en igualdad de condiciones”.
Desde la perspectiva del gremio, al haber gas inflexible, este desplaza la generación de las demás centrales, aumentando la operación de centrales a mínimo técnico, “que agrega costos a la operación y los costos marginales bajan, afectando los ingresos de las centrales merchant y de aquellas que tienen excedentes en el mercado spot”.
Propuestas
Tanto Danilo Zurita como Carlos Finat coinciden en la próxima revisión de la norma técnica en esta materia es una oportunidad para perfeccionarla, especialmente en lo que respecta a incrementar la información que justifique el gas inflexible, así como también la fiscalización de la misma. Con ello se pretende que la declaración de inflexibilidad vuelva a ser una excepción, como originalmente lo expresa la Norma Técnica.
Según la normativa, Según la normativa, el gas inflexible, se aplica en el mercado local cuando existe el riesgo de que una nave que forma parte del ADP, no puede descargar el volumen que ha sido comprado por un generador, por falta de capacidad de almacenamiento en la terminal de regasificacion, por lo que se produce una declaración por parte de las centrales termoeléctricas a gas natural para despachar forzosamente esta energía al sistema.
Ello es compartido por Ana Lía Rojas en su conclusión sobre este tema: “Se debe reforzar la labor de monitoreo y verificación de los informes de declaraciones de que recibe el Coordinador Eléctrico Nacional y sobretodo, el conocimiento de las capacidades de almacenamiento de GNL y de disponibilidad de este para comprobar si realmente obedecen a una condición de inflexibilidad o no”.
Foto: ArchivoELEC
Danilo Zurita, director ejecutivo de GPM-A.G.
Foto: ArchivoELEC
Carlos Finat, director ejecutivo de Acera A.G.
AMPERE CHILE, FILIAL DE COPEC, LLEGA PARA APORTAR AL PROCESO DE TRANSICIÓN ENERGÉTICA
Ampere Chile, filial de Copec, llega con el objetivo de acelerar el proceso de transición energética hacia una matriz cada vez más renovable. La empresa matriz, de origen español, innova en el campo del almacenamiento inteligente de segunda generación, con una oferta de baterías de litio de sofisticado diseño que permiten acopiar energía proveniente de, por ejemplo, paneles solares, directamente en el hogar.
Copec.
Foto: Gentileza
Dotadas de tecnología de Inteligencia Artificial, las baterías de Ampere Chile gestionan eficientemente la energía -tanto la proveniente de los paneles, como la de la red eléctrica-, ofreciendo a las personas el máximo confort, un suministro constante e importantes ahorros. Ampere Chile permitirá a los chilenos sumarse a la tendencia global de la generación distribuida: pequeñas fuentes generadoras de energía eléctrica limpia, mucho más cercanas a los puntos de consumo.
Ampere Energy nació en Valencia y se ha convertido en menos de cuatro años en una multinacional con presencia en Portugal, Italia, Reino Unido, Irlanda, y ahora también en nuestro país, mediante Ampere Chile gracias al ingreso de Copec a su propiedad, en diciembre de 2019.
“Ampere Chile busca promover un modelo energético basado en el autoconsumo en combinación con almacenamiento, mediante
SIEMENS ENERGY
la gestión inteligente de la energía y el empoderamiento del co nsumidor en un rol activo. Mediante este tipo de soluciones entregamos herramientas que contribuyen a flexibilizar la gestión energética para este prosumidor”, señala el líder del Área de Nuevas Energías del Garage de Innovación de Copec, Max Valdés.
El ejecutivo explica que este nuevo sistema de baterías inteligentes permite que los usuarios cuenten con energía limpia de forma segura, ya que de día y de noche, con sol o sin él, los sistemas de Ampere Chile siguen funcionando para optimizar el consumo energético del hogar. La energía limpia acumulada en las baterías permite suplementar la proveniente de la red eléctrica y, cuando se generen excedentes, estos se reinyectan automáticamente a la red.
Gracias al Gestor Inteligente de energía EMS (Energy Management System) y su software basado en algoritmos de aprendizaje automático, las baterías de Ampere Chile monitorean en todo momento los hábitos de consumo del usuario. Esta revolucionaria tecnología es capaz de predecir la generación de energía fotovoltaica y de realizar un seguimiento de la tarifa eléctrica para optimizar el funcionamiento de la batería. De este modo, las baterías de Ampere Chile permiten ahorros de hasta un 70% en la cuenta de la luz, a la vez que fomentan el uso de energías limpias y se contribuye a la reducción de la huella de carbono.
SIGUE AVANZANDO PARA CONSOLIDAR TRANSICIÓN ENERGÉTICA REGIONAL
Siemens está marcando un nuevo rumbo hacia la creación de valor a largo plazo, buscando consolidar su crecimiento con una estructura empresarial simplificada, más ágil y focalizada.En este marco, la compañía ha anunciado globalmente que separó las áreas de negocio enfocadas en segmentos, como “Power Generation”, “Power Transmission”, “Industrial Applications” y “Servicios”, entre otras, consolidándolas en la nueva entidad Siemens Energy.
Javier Pastorino, Managing director de la empresa para Chile, Argentina y Uruguay, señala que “brindar las mejores soluciones a nuestros clientes y a la sociedad siempre ha estado en el centro de nuestros objetivos y valores corporativos, y con esta
nueva estructura independiente estamos creando un jugador de clase mundial, estrictamente focalizado en cubrir y atender a toda la cadena de valor de la energía”.
“El sector energético chileno se ha planteado oportunamente objetivos muy ambiciosos, y está logrando importantes avances en su camino hacia la descarbonización. Desde Siemens Energy queremos continuar haciendo un aporte sustancial a esta transición energética, no solo trabajando en campos tradicionales como los de la generación y transmisión eléctrica eficientes, sino especialmente liderando la introducción de nuevas tecnologías, como ser las relacionadas con el hidrogeno verde, por citar solo un ejemplo de un área en la que el país tiene todas la condiciones y el potencial para destacarse globalmente“, agregó el ejecutivo.
ELECTROMOVILIDAD:
HITACHI ABB POWER GRIDS
LANZÓ SISTEMA
DE CARGA
INTELIGENTE
El recientemente formado joint venture, Hitachi ABB Power Grids está buscando potenciar la capacidad de sus sistemas de energía a nivel mundial junto a la avanzada tecnología digital de Hitachi.
“El lanzamiento de Grid-eMotion Fleet supone un antes y un después para cualquiera que gestione flotas de transporte público y comercial de vehículos eléctricos”, sostuvo Niklas Persson, managing director de la unidad Grid Integration de Hitachi ABB Power Grids.
“Esta solución acelerará la apuesta global por la movilidad inteligente, segura y sostenible, mientras contribuye a que respiremos un aire más limpio y a mejorar la calidad de vida de las generaciones de hoy y futuras”, señaló el ejecutivo.
Según lo destacado por la empresa, el sistema viene en contenedores estándar que integran la conexión a la red y los sistemas de carga, usando la tecnología de corriente continua y puede conectarse a cualquier tipo de red de energía, además de eliminar las complejidades de integrar los cargadores AC-DC en un mismo sistema.
En comparación con una conexión convencional a la red AC, esta solución implica una reducción de 60% en el espacio requerido para cargar una flota de vehículos eléctricos a gran escala, mientras que el cableado en la terminal se reduce en un 40%.
De acuerdo con Hitachi ABB Power Grids, esta instalación aprovecha la energía renovable integrando la energía de la red, la movilidad inteligente, el sistema de gestión de la energía digital e incorpora análisis de datos.
El sistema de carga aprovecha la gestión inteligente de energía de última generación del e-mesh PowerStore de Hitachi ABB Power Grids para gestionar y mejorar la infraestructura completa de carga, calcular el consumo de energía de los autobuses y diseñar, planificar y ofrecer servicios eficaces para los pasajeros. El análisis digital monitoriza los datos de duración de la batería, de ruta, la simulación del tráfico y el control de los depósitos para garantizar que se optimice el uso eficiente de la energía, su almacenamiento y la carga nocturna.
Acenor A.G.
Francesca Milani fue elegida presidenta del directorio de la Asociación de Consumidores de Energía No Regulados (Acenor A.G.). Es ingeniera eléctrica de la Universidad de Chile, además de tener un magíster en Ciencias de la Ingeniería, un MBA en Ingeniería Industrial y un diplomado en Financial Management de la misma Casa de Estudios. Es especialista en suministro regional de Energía y Servicios Públicos de Anglo American y fue subgerenta de Energía de Antofagasta Minerals.
AIC
María Cristina Bogado elegida presidenta de la Asociación de Empresas Consultoras de Ingeniería (AIC). Es gerenta general de Bogado Ingenieros Consultores y anteriormente se desempeñó como directora de la AIC.
Enel Generación Chile
Pablo Arnés fue nominado gerente de Recursos Humanos y Organización de Enel Generación Chile. Es ingeniero civil mecánico de la Universidad Técnica Federico Santa María, además cuenta con un Magister en Ingeniería Industrial de la Universidad Católica de Chile. Ingresó a la compañía en 1998, donde se ha desempeñado en diversas actividades.
Siemens Energy
Javier Pastorino asumió como Managing director de Siemens Energy para Chile, Argentina y Uruguay. Es ingeniero industrial de la Universidad de Buenos Aires y cuenta con un MBA de la Escuela de Negocios IAE. Fue CEO de Siemens Argentina y Uruguay, conservando la posición como CEO de la División Power and Gas para la región Sudamérica (sin Brasil).
Statkraft Chile
Carola Venegas asumió como gerenta de Sostenibilidad y Asuntos Corporativos de Statkraft Chile. Es ingeniera civil industrial de la Universidad del Biobío, además de tener un diplomado en Habilidades Directivas de la Universidad Adolfo Ibáñez. Anteriormente ocupó el mismo cargo en Consorcio Eólico y fue seremi de Energía del Biobío.
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